彭雄
（中石化江汉油田分公司勘探管理部 湖北潜江 433124）
摘要：FY1井是在四川盆地川东高陡褶皱带的一口超深预探井，该井对鄂西渝东下组合油气资源的勘探开发具有重要意义,该井钻探过程中面临诸多的复杂地质、工程难题。本文通过FY1井钻探情况分析四川盆地鄂西渝东超深钻井施工中的技术难点，分析相应对策。
关键词： 四川盆地 超深井 技术难点 对策
1.FY1井施工概况
1.1地质概况
FY1是部署在四川盆地川东高陡褶皱带构造中北部的一口超深井，设计井深7680m，井地质分层情况自上而下地层为侏罗系（沙溪庙组、自流井组），三叠系（须家河组、巴东组、嘉陵江组、飞仙关组），二叠系（长兴组、吴家坪组、茅口组、栖霞组、梁山组），志留系（韩家店组、小河坝组、龙马溪组），奥陶系（五峰组、临湘组、宝塔组、庙坡组、大湾组、红花园组、分乡组、南津关组），寒武系（三游洞组、覃家庙组、石龙洞组、天河板组、石牌组、水井沱组），完钻层位是上震旦系灯影组。
1.2井身结构
FY1井为直井，设计采用导管+五开的结构，φ914.4mm（36＂）钻头开孔，φ720mm（28-3/8＂）导管50m，建立井口；φ609.6mm（24＂）钻头一开，φ482.6mm（19＂）表层封自流井组；φ444.5mm（17-1/2＂）钻头二开，φ346.1mm（13-5/8＂）＋339.7mm（13-3/8＂）套管封志留系之上地层；φ311.2mm（12-1/4＂）钻头三开，φ282.6mm（11-1/8＂）＋φ273.1mm（10-3/4＂）套管封覃家庙组盐上地层；φ241.3mm（9-1/2＂）钻头四开，φ206.4mm（8-1/8＂）尾管封覃家庙组盐层，之后回接φ206.4mm（8-1/8＂）＋φ193.7mm（7-5/8＂）套管；φ165.1mm（6-1/2＂）钻头五开，φ139.7mm（5-1/2＂）尾管完井。
2钻井施工技术难点
该井设计井深7860m，采用五开结构设计，主要存在多套压力系统并存，喷漏同存、部分层段存在应力不稳定问题、地质年代老，岩石强度高，可钻性差、下部地层（奥陶系-中上寒武统）承压能力低、深部高温、高压以及盐膏层对流体性能要求高等问题。
2.1多套压力系统并存
鄂西渝东地区下组合主要勘探层系是下寒武石龙洞组-上震旦灯影组，地表层位侏罗系沙溪庙组，自上而下钻遇的侏罗系、三叠系、二叠系、志留系、奥陶系、寒武系、上震旦系等地层，存在四套压力系统，且高、低压力系统交错：①侏罗系～泥盆系为常压（低压）压力系统；②志留系为高压压力系统；③奥陶系～中上寒武统为常压压力系统；④下寒武统～震旦系为高压压力系统。
2.2部分层段存在应力不稳定问题
侏罗系沙溪庙组、自流井组，二叠系吴家坪组、梁山组地层存在井壁稳定性问题。覃家庙组盐层厚、岩性复杂，且埋藏深，盐层井段缩径、垮塌严重。
2.3复杂层段多
鄂西渝东地层老，井漏问题普遍存在，陆相的砂泥岩层段和海相碳酸盐层段均有井漏发生；在上部的三叠系的嘉陵江组发育膏（盐）层，该地层易缩径、垮塌；而深部寒武系的覃家庙组盐（膏）层也易蠕变缩径；与此同时，志留系的龙马溪组由于裂缝发育，可能出现溢、漏同存的复杂情况。因而，随着井深的增加，地层承压能力越来越低，提承压困难。
2.4地质年代老，岩石强度高，可钻性差，影响钻井速度
沙溪庙、自流井、须家河、巴东组中上部地层以及长兴组地层含硅质团块，可钻性差、研磨性强；同样，在志留系地层和灯影组地层也存在研磨性强可钻性差的问题。以JS1井为例，全井平均机械钻速1.07m/h，其中志留系井段1220m，平均机械钻速仅仅0.49m/h。
2.5深部高温、高压对钻井液、固井水泥浆体系性能要求高
覃家庙组盐层为复合盐膏层，岩性复杂，盐的溶解、塑性变形和蠕变流动分别容易造成井壁坍塌、扩径与缩径，从而导致套管受非均匀载荷，致使管体变形或挤毁。由于地层埋藏深，盐在深部高温、高压条件下溶解、蠕变，靠盐填充或盐膏支撑的白云岩和灰岩易失去支撑而垮塌，因而对钻井液及固井水泥浆体系性能提出了很高要求。
3施工重难点技术对策
3.1提速对策
3.1.1采用新技术、新工具提速
一开采用Ф609.6mm牙轮钻头泡沫钻进尺866m，平均机械钻速达3.12m/h，相比常规泥浆钻井泡沫钻速提高了近2倍。进入巴东组后岩性以白云岩、灰岩为主，岩性均匀，为提速增效，引进了国民油井的9 5/8"旋冲+THF616S高效PDC钻头复合钻进。由于旋冲工具的双作用，机械钻速可观，机械钻速达到5.26m/h。
钻进至井深4631m后，下入9 5/8"旋冲马达+PDC钻头钻进，机械钻速为1.65m/h，但是由于定向纠斜时工具面不稳，起钻更换钻具组合，进尺仅32.91m，较常规牙轮钻头机械钻速提高近2倍,但低于邻近混合钻头+螺杆钻井方式（2.27m/h），提速效果不佳。
三开采用精细控压钻井（井段4604-5919m），机械钻速1.81m/h，累计进尺1315m，与邻井同井段对比机械钻速（JS1井241.3mm井眼最高0.95m/h）提高了一倍，同井段复杂从8.85%降低到0。有效降低了钻井液密度，探索了安全钻进密度窗口，大大降低了下部地层漏失严重度。
3.1.2优选钻头
针对不同地层段的岩性特征，优选混合钻头和高温耐磨牙轮钻头
二开自流井组、须家河组、巴东组、长兴组、吴家坪组、茅口组使用江汉KPM1633DST型混合钻头配合螺杆，进尺1458.39m，平均机械钻速为3.69m/h，极大节约了钻井周期。
四开覃家庙中下部地层下入偏心PDC钻头TSB1655B，纯钻时间130h，平均机械钻速达到1.18m，单只钻头纯钻时间是牙轮钻头的2倍，减少了超深井起下钻时效，纯钻时效明显增加。石龙洞组底部和天河版组地层中存在石英砂岩，研磨性强，为了提速提效，优选江汉产KPM1642DRT型混合钻头入井，该型号钻头顺利穿过砂岩层段，较牙轮钻头机械钻速提高1倍。
五开使用一只史密斯产XR50YODPS牙轮钻头，国产牙轮钻头最长纯钻时间52.5h，此钻头纯钻时间是国产牙轮钻头的1.54倍，大幅减少起下钻频次，纯钻时效明显提高。
3.2及时调整堵漏对策
从本井发生井漏的实际情况分析，本井共发生漏失66次，共漏失钻井液7483.49m3。三开进入南津关组底部开始出现漏失，三游洞组更是井漏频繁，三游洞组、覃家庙组地层压力系数较低，为低压层。井漏主要发生在三游洞组、覃家庙组，岩性以泥质灰岩、含灰泥岩、灰色灰岩、白云岩、灰色含膏砂质白云岩为主，其漏失类型多为地层裂缝性漏失。
前期主要采用桥浆挤堵的方式进行堵漏，漏层当量密度范围为1.31-1.42g/cm3，效果良好；钻至后期（井深6918.24m）发生上部地层复漏，其原因分析为堵漏剂易发生沉淀，桥浆堵漏难度增加所致，最后及时调整采用了桥浆+建筑水泥进行堵漏成功。
3.3泥岩地层钻井液井壁稳定技术
泥岩地层中易水化膨胀的粘土矿物遇水后产生膨胀压，直接改变井筒应力分布情况，引起井壁失稳；此外，在钻进过程中，泥岩地层易水化膨胀以及钻头破岩、钻具碰撞而产生诱导裂缝，在钻井液中自由水的侵泡过程中使裂缝延伸、贯通，最终导致失稳垮塌，因此在泥岩地层钻井过程中，需强化钻井液体系的抑制性与封堵能力，结合合理的钻井液密度提供的液柱压力的支撑，提高钻井液体系对泥岩地层的井壁稳定能力。
本井中上部地层的钻井施工过程中，钻井液体系中采用了聚胺与氯化钾复配的方式，提高了体系的抑制性能，既防止了活性泥岩地层泥包钻头，又避免了硬脆性泥岩地层出现井壁失稳情况，配合沥青、超钙、天然沥青粉及纳米封堵剂，强化体系的风度能力，使泥岩地层总体保持稳定，未出现明显的井壁失稳情况，取得了良好的效果。
3.4盐膏层蠕变规律与适应性钻井技术研究
实钻过程中覃家庙中下部地层存在盐膏岩，其中井段6980-7058m为石膏岩，井段7139-7142m为膏盐岩，为防止盐膏岩蠕变缩颈，采用了偏心钻头随钻扩孔技术、饱和盐水聚磺防塌钻井液体系，偏心钻头采用下部小钻头先打领眼，上部大钻头后扩眼的钻进模式，平均机械钻速达到1.18m，单只钻头纯钻时间是牙轮钻头的2倍，减少了超深井起下钻时效，纯钻时效明显增加。该趟钻在盐膏层短起下钻、接单根等都未出现遇阻卡现象。
4、结论与建议
FY1井泡沫钻井有效避免了上部地层井漏的风险，在上部井眼取得了较好的钻井速度。控压钻井技术探索了安全钻进密度窗口（1.28-1.40g/cm3），大大降低了下部地层漏失严重度，对今后该区块的安全钻井具有指导意义。同时深部盐膏层抗高温水泥浆体系，提出了超高温水泥石强度衰退控制方法，配套形成了超深高温防气窜深层尾管固井技术，保证了该井的固井质量满足后期作业要求。针对三游洞、覃家庙漏失频繁问题，建议采用抗高温、密度适中的堵漏材料以及具有胶结效果、防复漏的材料，进一步优化粒径配比，提高承压能力。
探井存在不可预知性，建议在风险预探井钻探过程中采用地球物理指导钻井技术，实现随钻钻井地质特征求取以及待钻地层预测，为下部地层的钻头及提速工具的优选提供依据。
参考文献
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